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浙政发〔2017〕39号 各市、县（市、区）人民政府，省政府直属各单位： 现将《浙江省电力体制改革综合试点方案》印发给你们，请结合实际，认真贯彻执行。
浙江省人民政府
2017年9月24日
（此件公开发布）
浙江省电力体制改革综合试点方案 为贯彻落实中央关于进一步深化电力体制改革的决策部署，加快推进电力体制改革，着力解决制约电力行业科学发展的深层次问题，促进浙江电力行业健康发展，推动结构转型和产业升级，制定如下试点方案： 一、总体要求 （一）指导思想。全面贯彻落实党的十八大和十八届三中、四中、五中、六中全会以及省第十四次党代会精神，结合国家清洁能源示范省建设，坚持市场化改革方向，在确保电力系统安全稳定的前提下，有序放开输配以外的竞争性环节电价、有序向社会资本放开配售电业务、有序放开公益性和调节性以外的发用电计划，推进交易机构相对独立、规范运行，进一步强化政府监管、强化电力统筹规划、强化电力安全高效运行和可靠供应，加快构建有效竞争的市场结构和市场体系，形成主要由市场决定电力价格的机制。 （二）基本原则。 ——确保安全有序。正确处理推进改革和保持稳定的关系，准确把握改革力度与电力行业可承受程度，坚持先立后废，有序实施电力体制改革，确保电力供需平衡，确保民生用电，确保电力供应安全可靠和行业平稳发展。 ——坚持市场导向。建立健全电力市场交易机制，还原电力商品属性，在发电侧和售电侧开展有效竞争，构建主体多元、竞争有序的电力市场体系，形成电力交易和服务的市场化价格机制，使市场在资源配置中起决定性作用。 ——力争重点突破。针对我省电力运行和行业发展中存在的突出矛盾和问题，找准改革突破口，明确改革重点，确定改革路径，在关键环节上取得实质性进展，力求改革实效，释放改革红利。 ——促进绿色发展。通过保证可再生能源优先收购，大力发展清洁能源；通过市场有效竞争，不断提升电力系统整体运行效率；通过强化能源领域科技创新，不断优化能源生产和消费结构。 （三）主要目标。 确立适合浙江的电力市场模式，培育多元化市场主体，建立以电力现货市场为主体、电力金融市场为补充的省级电力市场体系。 到2019年，完成输配电价核定，设立相对独立的电力交易机构，确定浙江电力市场模式，完成市场规则制定和技术支持系统开发，有序放开发用电计划，引入售电侧竞争，电力市场体系初步建立，力争在2019年上半年实现浙江初期电力市场试运行。 到2022年，优化现货市场交易机制，提高市场出清价格灵敏度；逐步扩大市场范围，促进市场主体多元化；有序放开零售市场竞争，建立需求侧和可再生能源市场参与机制；丰富合约市场交易品种，完善市场风险防控体系，基本形成较为完备的电力市场体系，逐步过渡到浙江中期电力市场。 2022年以后，开展电力期权等衍生品交易，建立健全电力金融市场体系；完善需求侧参与机制，促进供需平衡和节能减排；探索建立容量市场，科学引导电源投资，形成成熟的电力市场体系，建成浙江目标电力市场。 二、重点任务 （一）有序推进电价改革，理顺电价形成机制。 1开展输配电价改革试点。根据《输配电定价成本监审办法（试行）》（发改价格〔2015〕1347号）开展成本监审。在成本监审基础上，按照准许成本加合理收益原则，核定电网企业准许收入和分电压等级输配电价水平，改革电网企业监管模式。改革后电网企业按核定的输配电价收取过网费，不再以上网电价和销售电价价差作为主要收入来源。 2推进发电侧和售电侧电价市场化。放开竞争性环节电力价格，把输配电价与发售电价在形成机制上分开。参与电力市场交易的发电企业上网电价由用户或售电主体与发电企业通过协商、市场竞价等方式自主确定。参与电力市场交易的用户购电价格由市场交易价格、输配电价、政府性基金三部分组成；未参与市场交易的上网电量，以及居民、农业、重要公用事业和公益性服务用电，继续执行政府定价。 3妥善处理电价交叉补贴。结合电力体制改革进程，逐步减少工商业内部交叉补贴，妥善处理不同电压等级、不同用户类别销售电价之间的政策性交叉补贴。过渡期间，居民、农业用电等政策性交叉补贴，按居民、农业等的用电量乘以其合理输配电价与实际输配电价之差计算，由省级电网企业测算并申报，经省价格行政主管部门审核并报国家价格行政主管部门同意后，通过输配电价回收。 4探索建立输配电价调整机制。监管周期内电网企业新增投资、电量变化较大的，在监管周期内对各年准许收入和输配电价进行平滑处理；情况特殊的，在下一个监管周期内平滑处理。建立定期校核机制，根据电网企业输配电投资规划完成进度情况，对差额投资部分对应的准许收入进行适当调整。条件具备时建立考核电网企业包括供电可靠率、服务质量等的输配电价调整机制，价格行政主管部门根据能源行政主管部门的考核结果，适当调整下一监管周期内的准许收入。 （二）开展市场设计研究，启动我省电力市场建设。 1扩大电力直接交易规模。在浙江初期电力市场投运前，逐步扩大省内发电企业参与电力直接交易的比例，有序放开电力用户的参与范围，建立健全外来电与省内电源的市场共享、风险共担机制，不断完善电力直接交易规则，降低用户电价水平，促进实体经济发展，推进供给侧结构性改革。 2确定市场模式和改革路径。充分考虑我省为能源净输入省份、外来电比例较大、民营经济发达、市场集中度较高等实际情况，合理选择确定浙江初期电力市场模式。浙江电力市场建设应遵循规模由小到大、交易品种逐渐增加、交易机制逐步完善、市场模式持续优化的规律，分为初期市场、中期市场和目标市场三个阶段建设。借鉴国内外电力市场化改革的经验教训，形成浙江电力市场基本框架。根据初期市场建设目标，广泛开展项目咨询服务的意向征询，通过竞争性谈判等方式，引进具有丰富电力市场设计运行经验的国际国内咨询团队，协助开展市场设计建设。 3制定市场规则和开发技术支持系统。以模式相近的国外典型市场规则为蓝本，结合实际，制定浙江电力市场规则。制定市场规则应遵循公平、透明、可操作的原则，广泛征求各方意见，持续优化完善。依照审定的市场规则，开发浙江电力市场技术支持系统，系统应具备现货市场、合约市场、辅助服务市场交易和管理等功能并具可扩展性。开展各类市场主体的相关培训，适时启动市场模拟运行，待内外部条件成熟后试运行。 （三）推进浙江电力市场建设运营，逐步完善市场体系。 1初期市场。目标是探索适合浙江的电力市场模式，初步建立电力市场化竞争体系，培育市场参与主体，促进竞争、降低成本；确保市场转换平稳过渡，避免价格过度波动，为市场进一步发展奠定基础。 建立浙江电力批发市场，引入售电侧竞争，通过竞争形成电价，有效防控市场风险。浙江电力批发市场由现货市场和合约市场组成。现货市场包括日前预出清和实时平衡市场，实行多买多卖、集中竞价，出清价格能够充分反映电力供需实时变化；试行阻塞管理和分区电价市场机制，建立安全校核、市场力防范和监控、市场最低最高限价、市场干预和中止、市场透明信息披露等配套机制。初期合约市场主要作用是规避现货市场的价格风险和贯彻落实国家能源战略政策等，合约性质为带时标的电力合约、形式为差价合约、种类分为政府授权合约和双边合约、期限以年度为主；按煤电、核电、大型水电、气电以及外来电等不同电源属性设计差价合约，以保障各类电源平等参与市场；采取放开用户电量比例、缩减政府授权合约电量份额，鼓励市场主体协商签订双边合约，降低市场参与风险。 市场参与主体包括省内各类统调煤电、水电、气电、核电机组，计划内外来煤电、水电、核电机组，电网企业，除居民、农业、重要公用事业和公益性服务用电等需优先保障外的110千伏及以上电压等级用户。适时取消目录电价中相应用户类别的政府定价，初步建立保底供电服务机制。允许售电公司代表110千伏及以上电压等级用户参与市场，适时放开35千伏及以上电压等级用户参与市场。 开展调频、调压、备用、黑启动等辅助服务交易，探索调频、备用辅助服务和现货市场的联合出清模式。根据浙江特高压直流远距离大功率输送的特点，建立相应的事故备用辅助服务市场机制，保证发生直流闭锁事故后的电网安全。 2中期市场。目标是提高市场参与度，促进售电侧市场竞争，丰富合约市场交易品种，建立完善的电力市场框架体系，有效发挥市场对资源配置的决定性作用，引导电力行业合理投资、科学发展。扩大市场范围，完善零售竞争市场，探索可再生能源市场参与机制，推行能源绿色证书交易，引入电力期货等金融合约，建立较为完备的市场风险防控体系，完善浙江电力市场体系和市场规则。 现货市场方面，适时开展日前交易，进一步优化安全校核、报价机制和阻塞管理市场机制，探索节点电价的可行性，适当缩短市场出清定价间隔，适度放宽市场限价，使市场出清价格更准确反映电力供需状况；完善风电、光电等可再生能源及分布式能源参与现货市场的方式，实现各类电源平等参与市场。合约市场方面，逐步缩减政府授权合约比例，增加合约种类，引入电力期货合约，扩展合约交易期限，允许多年、季度、月度等合约交易。鼓励金融机构等第三方参与电力期货市场，提高中长期市场流动性，提供合理的中长期价格信号；建立较为完备的电力金融市场体系，提供多渠道的风险管控方式。 市场准入逐步放开至除居民、农业、重要公用事业和公益性服务用电等需优先保障外的10千伏及以上电压等级用户、20兆瓦及以上常规电源和计划内外来电，适时取消目录电价中相应用户类别的政府定价。售电公司可代表10千伏及以上电压等级用户参与市场。开展可中断负荷等需求侧响应，探索电力用户参与的辅助服务分担共享机制，建成完备的辅助服务市场体系。 3目标市场。最终目标是市场范围尽可能扩大，市场主体广泛参与，市场风险有效防控，形成竞争充分、价格合理、体系完备、功能完善的电力市场。建立成熟的电力金融市场体系，完善需求侧参与机制，探索建立容量市场。监管机制和信用体系基本健全，市场体系较为充分完善，行业平稳健康发展。 现货市场方面，优化电网阻塞管理机制，引入金融输电权交易；完善需求侧参与市场竞争方式，通过需求侧和能效管理，促进供需平衡和节能减排。合约市场方面，开展电力期权等衍生品交易，为发电企业、售电公司、电力用户提供远期价格信号和丰富的风险管理手段。为保证长期容量效益裕度、应对可能的电源投资不足，探索建立容量市场机制。 扩大市场规模，赋予所有用户参与市场的选择权，发电侧放开至所有电源。实现售电侧市场主体多元、竞争充分，用户可自由更换售电公司，售电公司可跨行业为用户提供综合能源服务。 （四）组建相对独立的电力交易机构，形成公平规范的交易平台。 1组建浙江电力交易中心（暂名）。暂以国网浙江省电力公司（以下简称省电力公司）全资子公司的形式组建浙江电力交易中心，将原来由电网企业承担的交易业务与其他业务分开，实现相对独立运行、对外公开营业。交易中心不以营利为目的，为市场主体提供规范、公开、透明的电力交易服务，主要负责电力市场研究、市场成员的注册和管理、组织开展发用电直接交易、交易平台的运营和维护、管理各类电力交易合同、提供结算依据、开展市场运营分析和风险评估、发布市场信息和提供咨询服务等工作。 2．依法依规加强交易机构外部管控。为确保交易机构的独立性和公平性，有效保障市场的公平、公正、公开，维护市场主体的合法权益，由省能源行政主管部门牵头，会同相关部门、单位，建立政府主导、市场主体广泛参与、专业部门规范监管的电力市场治理模式，同步成立市场管理委员会，审核交易机构公司章程，实行交易机构资产所有权与业务管理权分离。 3完善交易机构功能。初期市场投运后，浙江电力交易中心根据实际情况，合理调整选择组织形式，以满足市场运营和市场体系建设推进的需要；合理界定市场交易与电力调度的关系，确保交易和调度有效衔接。适时改组市场管理委员会，作为自治性议事机构，实行全体代表平等表决等议事机制。 （五）推进发用电计划改革，更多发挥市场机制的作用。 1有序缩减发用电计划。发用电计划放开应与市场发育程度相匹配。初期市场投运前，在确保电力系统安全、供需平衡的前提下，有序缩减发用电计划，根据用户电压等级和用电量，扩大直接交易范围，推动市场竞争。 建立优先发电、优先购电制度。在确保居民、农业、重要公用事业和公益性服务等用电前提下，优先安排规划内可再生能源和调峰调频发电，合理安排“热电”联产机组发电，支持节能高效、清洁排放机组发电。加强电力应急能力建设，通过实施需求响应和有序用电方案，完善电力电量平衡的应急保障机制和体系，提高供需平衡保障水平。 2实现计划向市场平稳过渡。初期市场投运后，参与市场的发电机组的政府发电计划转换为政府授权合约；未参与市场的发电机组，保持政府发电计划安排方式。根据市场发展，进一步放开参与市场的范围，同比例缩减政府授权合约规模，推动电力电量平衡主要依靠市场实现；采用政府授权合约的发电机组通过参与电力现货市场竞争发电，其他机组仍按计划方式调度。 （六）稳步推进售电侧改革，有序放开售电业务。 1引入售电侧竞争。售电侧改革涉及面广，直接关系社会百姓，需与电力市场建设分步协调推进。初期市场投运前，开展发电企业和用户间的电力直接交易，并逐步扩大参与直接交易用户的范围。通过双边协商、集中竞价等方式，大用户向发电企业直接购电，并对价格进行协商谈判。鼓励以混合所有制方式发展配电业务，逐步放开符合条件的增量配电投资业务。开展新能源微电网试点示范，适时引入拥有省内增量配网运营权和列入国家新能源微电网示范的售电公司参与直接交易。 2促进零售市场全面开放。电力零售市场是浙江电力市场的有机组成部分，根据浙江电力市场建设运营情况，适时推进电网企业、发电企业、社会资本组建售电公司，开展购售电业务。规范售电公司业务运营模式，明确售电公司与电网企业的业务与权责界限，建立保底供电机制，完善售电市场的监管机制和信用体系，逐步实现售电侧市场的全面开放和多元化。 （七）开放电网公平接入，建立分布式电源发展新机制。 1完善并网运行服务。加快修订和完善接入电网的技术标准、工程规范和相关管理办法，支持清洁能源、可再生能源、节能降耗和资源综合利用的机组上网。认真落实可再生能源发电保障性收购制度，解决好无歧视、无障碍上网问题。 2全面放开用户侧分布式电源市场。积极开展分布式电源项目的各类试点和示范。放开用户侧分布式电源建设，支持企业、机构、社区和家庭根据各自条件，因地制宜投资建设太阳能、风能、生物质能发电以及燃气“热电冷”联产等各类分布式电源，准许接入各电压等级的配电网络和终端用电系统。鼓励专业化能源服务公司与用户合作或以合同能源管理模式建设分布式电源。 3积极发展分布式电源。分布式电源主要采用自发自用、余量上网、电网调节的运营模式，在确保安全的前提下，积极发展融合先进储能技术、信息技术的微电网和智能电网技术，提高系统消纳能力和能源利用效率。 4加强和规范自备电厂监督管理。规范自备电厂准入标准，自备电厂的建设和运行应符合国家能源产业政策和电力规划布局要求，严格执行国家节能和环保排放标准，履行相应的调峰义务。 拥有自备电厂的企业应按规定承担与自备电厂产业政策相符合的政府性基金、政策性交叉补贴和系统备用费。完善和规范余热、余压、余气、瓦斯抽排等资源综合利用类自备电厂相关支持政策。规范现有自备电厂成为合格市场主体，允许在公平承担发电企业社会责任的条件下参与电力市场交易。 （八）加强电力统筹规划和科学监管，提高电力安全可靠水平。 1加强电力行业特别是电网的统筹规划。统筹规划电源与电网布局，提升规划的科学性和严肃性，增强规划的透明度和公众参与度。电力规划应充分考虑资源环境承载力。规划经法定程序审核后要向社会公开。建立规划实施检查、监督、评估、考核工作机制，保障电力规划的有效执行。 2切实加强电力行业及相关领域科学监管。完善电力监管组织体系，创新监管措施和手段，有效开展电力交易、调度、供电服务和安全监管，加强电网公平接入、电网投资行为、成本及投资运营效率监管，切实保障新能源并网接入，促进节能减排。加强和完善行业协会自律、协调、监督、服务的功能，充分发挥其在政府、用户和企业之间的桥梁纽带作用。 3减少和规范电力行业的行政审批。进一步转变政府职能、简政放权，按照能放则放原则，取消、下放电力项目审批权限，明确审核条件和标准，规范简化审批程序，强化全过程监管，保障电力发展战略、政策和标准有效落实。 4建立健全市场主体信用体系。加强市场主体诚信体系建设，规范市场秩序。建立企业法人及其负责人、从业人员信用记录，将其纳入统一的信用信息平台，使各类企业的信用状况透明、可追溯、可核查。实行市场主体信用评价机制，建立信用激励惩戒机制和黑名单制度。加大监管力度，对企业和个人的违法失信行为予以公开；对违法失信行为严重且影响电力安全的，实行严格的行业禁入措施。 5推动加快修订地方电力法规政策。根据改革总体要求和电力法等国家电力法律法规的修订进程，及时启动地方电力法规政策的修订有关工作，充分发挥立法对改革的引导、推动、规范、保障作用。加强电力依法行政，加大可再生能源法等法律法规的贯彻实施力度。 三、组织保障 （一）加强组织领导。成立浙江省电力体制改革综合试点工作领导小组，统筹领导全省电力体制改革工作。领导小组办公室设在省发展改革委（省能源局），承担领导小组日常工作和改革推进中的组织、协调、监督、指导等工作。 （二）切实落实责任。省级有关单位要落实责任，按年度分解任务，制定年度工作计划，明确时间进度、工作内容、工作措施和责任人，切实加强协同配合，确保改革任务按计划顺利实施。 （三）统筹资源保障。统筹落实浙江电力体制改革工作各项保障措施，切实推动改革工作取得实效。省能源集团、省电力公司等单位要为浙江电力市场设计建设和市场技术支持系统开发等提供保障。 （四）积极营造氛围。加强与新闻媒体的沟通协调，加大对电力体制改革的宣传报道，做好政策解读，正确引导社会舆论，充分调动各方参与和推进改革的积极性、主动性和创造性，形成改革合力，为推进浙江电力体制改革工作营造良好的社会氛围。
